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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRIl 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRIl 2015
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86 674 mWcdans l’Union européenne fin 2014
Baromètre photovoltaïque
alors que le marché mondial du photovoltaïque a continué de croître entre 2013 et 2014, passant de 37,6 GWc à près de 40 GWc, celui de l’union
européenne a, lui, poursuivi son décrochage. Selon eurobserv’er, le marché du photovoltaïque en europe devrait se situer aux alentours de 6,9 GWc en 2014, en baisse de 32,3 % par rapport à 2013. trois ans plus tôt, en 2011, il s’établissait à près de 22 GWc...
6 883,3 mWc
La puissance photovoltaïque installée et connectée
dans l’Union européenne en 2014
91,3 tWh
La production d’électricité photovoltaïque
dans l’Union européenne en 2014
Une étude réalisée par EurObserv’ER
Centrale photovoltaïque de 2,3 mWc construite
par l’allemand IBC Solar à Sakura, au nord-ouest
de tokyo, au Japon.
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
La bonne santé du marché mondial
du photovoltaïque contraste avec
la situation du marché de l’Union
européenne. Alors que les politiques
publiques restent très favorables au déve-
loppement de l’électricité solaire en Asie,
en Amérique du Nord, et dans les marchés
émergents (Afrique du Sud, Amérique
du Sud, Inde, Turquie, etc.), le marché
européen doit faire face à des politiques
nationales et européennes beaucoup
plus drastiques, qui entravent le dévelop-
pement de la filière. Ces politiques ont été
essentiellement menées dans les pays
ayant déjà fortement investi dans leur
filière solaire (Allemagne, Italie, Grèce,
Belgique, etc.). Au Royaume-Uni ou en
France, pays où le photovoltaïque a été
beaucoup moins développé, la tendance
du marché est plus positive. Une prise
de relais cependant insuffisante pour
relancer ce marché en perte de vitesse
depuis 2012.
Ce décrochage peut à première vue sem-
bler paradoxal, car l’électricité solaire
n’a jamais été si bon marché. De nou-
velles études européennes, comme
celles publiées en fin d’année 2014 par
Ecofys Subsidies and Costs of EU Energy,
montrent clairement que le coût complet
de production d’électricité (appelé coût
LCOE) était déjà en 2012 descendu sous la
barre des 100 €/MWh dans de nombreux
pays européens, et qu’il est aujourd’hui
comparable à ceux de l’électricité issue
du nucléaire ou du gaz naturel. Selon
l’étude Current and Future Costs of Pho-
tovoltaïcs du think tank allemand Agora
Energiewende, publiée en février 2015,
l’énergie solaire serait même en train
de devenir l’énergie la plus compétitive
dans de nombreuses parties du monde.
L’étude montre qu’à partir de 2025, le
coût de production d’électricité solaire
sera compris entre 4 et 6 c€/kWh dans
les pays du sud de l’Europe et d’Europe
centrale. En 2050, ces coûts pourraient
même tomber entre 2 et 4 c€/kWh. L’étude
précise que les coûts dépendront éga-
lement du cadre juridique et des condi-
tions de financement, ce qui pourrait, en
l’absence de volonté politique, limiter
leur diminution.
Au niveau mondial pourtant, tous les indi-
cateurs de croissance sont au vert. Le
cabinet de consultants IHS, spécialiste du
photovoltaïque, a publié en janvier 2015
ses prévisions concernant la tendance du
marché en 2015. Ils avancent notamment
une nouvelle croissance de la demande
mondiale de l’ordre de 30 % en 2015, soit
un marché approchant les 57,3 GWc. Leur
estimation pour 2014, établie autour de
44,7 GWc, est cependant plus élevée que
celle rapportée par l’EPIA (European Pho-
tovoltaic Industry Association) ou l’AIE
PVPS (le programme photovoltaïque de
l’Agence internationale de l’énergie), que
nous avons choisi de reprendre dans ce
baromètre. La différence tient à l’évalua-
tion du marché chinois, particulièrement
difficile à cerner avec précision.
Les prévisions de croissance sur le long
terme sont également très positives. En
2014, l’Agence internationale de l’énergie
(AIE) a une nouvelle fois revu fortement
à la hausse ses prévisions de croissance
pour 2050. Dans sa publication Techno-
logy Roadmap Solar Photovoltaic Energy,
dans un scénario haut de croissance (Hi-
Ren scenario), l’AIE estime possible que
la puissance photovoltaïque mondiale
atteigne 4 600 GWc d’ici à 2050, suffisam-
ment pour produire 6 300 TWh, soit 16 %
de la production d’électricité mondiale.
Fin 2014, la puissance cumulée du marché
mondial devrait être de l’ordre de 180 GWc
et représenter 1 % de la production mon-
diale d’électricité. Un nouveau rapport du
cabinet IHS publié en mars prédit, lui, une
puissance mondiale cumulée de 498 GWc
d’ici à 2019, pour un marché mondial cette
même année de 75 GWc.
marché mondial : près de 40 GW en 2014
L’AIE PVPS a publié fin mars ses premières
estimations sur le marché mondial. Selon
l’organisme, celui-ci devrait s’établir à
près de 40 GW (dont 38,7 GW dans les pays
directement suivis par les membres de
l’AIE PVPS), en comparaison avec la puis-
sance installée estimée à 37,6 GW en 2013.
Sans surprise, l’Asie est désormais au
cœur du marché global, avec environ
60 % des volumes. La Chine, qui a révisé
à la baisse ses données d’installation
en 2013 (de 12,92 à 10,95 GW), a stabilisé
son marché en 2014 autour de 10,6 GW
(tableaux 1 et 2). Ce dernier devrait main-
tenant repartir nettement à la hausse :
en mars 2015, le gouvernement a en effet
annoncé la mise en place d’un objectif de
17,8 GW, avec des quotas d’installation
assignés à chaque province.
La croissance du marché japonais a
également été très rapide, avec près de
10 GW installés en 2014 (9,7 GW selon l’AIE
PVPS), contre environ 7 GW en 2013, fai-
sant quasiment jeu égal avec son voisin
chinois pour 2014. Au Japon cependant,
la progression du solaire s’apparente
davantage à une marche forcée. La catas-
trophe nucléaire de Fukushima a conduit
le gouvernement à mettre en place dans
l’urgence, en juillet 2012, un nouveau
système d’incitation particulièrement
généreux, qui rémunère les excédents
non consommés de production d’élec-
tricité. En 2014, par exemple, les sys-
tèmes de moins de 10 kWc bénéficiaient
d’une rémunération de 37 yens par kWh
(0,29 € /kWh) sur 10 ans, pour chaque
kilowattheure non autoconsommé. Les
systèmes de plus de 10 kWc bénéficient,
eux, d’une rémunération de 32 yens/kWh
(0,25 €/kWh) sur 20 ans. Le tarif d’achat
nippon est cependant en forte baisse.
Après une diminution de 10 % en 2013,
et de 11 % en 2014, le gouvernement a
annoncé une nouvelle baisse de 16 %,
qui portera le tarif à 27 yens/kWh en juil-
let 2015. Le nouveau système de tarif
d’achat a déjà conduit le ministère de
l’Économie, du Commerce et de l’Indus-
trie (METI) à approuver en l’espace de
deux ans le financement de 70 GWc de
projets photovoltaïques, suffisants pour
alimenter 8 % des besoins en électricité
du pays. Certains analystes estiment
néanmoins qu’une partie de cette puis-
sance ne pourra pas être installée en
raison du manque d’espaces disponibles,
et surtout en raison de l’hostilité des
compagnies d’électricité du pays. Ces
dernières mettent en avant les consé-
quences de ce développement sur le prix
de l’électricité et les problèmes tech-
niques liés au raccordement d’une telle
puissance. Elles militent également pour
la remise en marche du parc nucléaire
du pays. Cinq opérateurs nationaux ont
même annoncé leur intention de ces-
ser tout raccordement. Sensible à ces
arguments, le gouvernement japonais
a prévu de modifier dès cette année les
règles, en permettant aux électriciens
d’annuler leurs promesses d’achat vis-
à-vis des développeurs et des projets les
moins sérieux.
Aux États-Unis, le marché du photo -
voltaïque a fait un bond de 30 %. Les
chiffres de marché publiés en mars der-
nier par le SEAI (Association américaine
des industries de l’énergie solaire) et
GTM Research indiquent l’installation
en 2014 de 6 201 MW, contre 4 776 MW
en 2013. La puissance photovoltaïque
cumulée des États-Unis atteint désor-
mais 18,3 GW. Cette croissance a essen-
tiellement été portée par le segment des
grandes centrales au sol (soit 3,9 GWc),
projets menés par de grandes compa-
gnies énergétiques, le segment rési-
dentiel (1,2 GWc) devançant celui des
applications commerciales (1 GWc). Le
SEIA et GTM Research précisent qu’en
2014, le solaire a représenté 32 % de la
nouvelle puissance électrique installée
aux États-Unis, devançant pour la deu-
xième année consécutive l’éolien (avec
une part de 23 %) et le charbon (pas de
puissance installée en 2014). Seul le gaz
de schiste fait mieux, avec une part de
42 % en 2014. Pour l’année 2015, les pré-
visions de croissance du marché solaire
américain sont, selon GTM Research, de
31 % ; soit un marché de 8,1 GWc. Sur le
plan de la production, les statistiques
fédérales de l’EIA (Energy Information
Administration) indiquent que la pro-
duction d’électricité photovoltaïque a
pratiquement doublé entre 2013 et 2014,
passant de 8,1 TWh à 15,9 TWh. Elle reste
cependant encore marginale, avec moins
de 0,5 % de la production d’électricité
américaine (4,4 % pour l’éolien). Cette
production est toutefois sous-évaluée,
car l’EIA ne recense pas la production
des centrales inférieures au mégawatt
et ne prend donc pas en compte la pro-
duction des systèmes installés en toi-
ture. D’autres marchés ont confirmé leur
maturité et sont proches du gigawatt,
parmi lesquels l’Australie (0,9 GWc), la
Corée du Sud (0,9 GWc), ou l’Afrique du
Sud (0,8 GWc), pays où l’émergence du
marché est plus récente.
Le marché européen réduit comme peau de chagrinLes premières estimations disponibles
du marché de l’Union européenne ne
suscitent pas l ’enthousiasme. Selon
EurObserv’ER, la puissance nouvelle-
ment installée devrait être de l’ordre de
6 883 MWc, soit une baisse de 32,3 % par
rapport à 2013 (tableau 3). La puissance
cumulée du parc de l’Union européenne
s’établit désormais à 86,7 GW (tableau 4).
Le marché européen ne cesse de décro-
cher depuis 2011, année qui avait vu
un niveau d’installation record de près
de 22 GWc. Il est, pour la première fois,
devancé par le marché chinois, mais éga-
lement par celui du Japon, ce qui ne lui
était plus arrivé depuis 2002 (le Japon
était alors le premier marché mondial du
photovoltaïque). Les États-Unis, quant
à eux, devraient supplanter le marché
européen dès cette année.
Ce nouveau ralentissement du marché
européen était attendu par les spécia-
listes et s’explique par plusieurs rai-
sons. La première est que de nombreux
pays leaders du photovoltaïque font
aujourd’hui le choix politique de limi-
ter la croissance de leur filière. Résultat,
beaucoup de marchés qui dépassaient il y
a peu le seuil du gigawatt sont en perte de
vitesse et certains sont pratiquement à
l’arrêt, comme c’est aujourd’hui le cas de
l’Italie et de la Grèce. La principale cause
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la centrale photovoltaïque du groupe Krinner, à Gänsdorf en allemagne, affiche une capacité de 54,5 mWc et occupe l’équivalent de 270 terrains de football.
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
Tabl. n° 1Les dix premiers pays sur le plan de la puissance photovoltaïque totale installée fin 2014 (MWc)*
Capacité installée annuelle Capacité cumulée
Allemagne 1 899 38 301
Chine 10 560 28 199
Japon 9 700 23 300
Italie 385 18 450
États-Unis 6 201 18 280
Espagne 21 4 787
France 975 5 600
Royaume-Uni 2 448 5 230
Australie 910 4 136
Belgique 65 3 105
Données susceptibles d’être consolidées. * Estimation. Sources : EurObserv’ER 2015 pour les pays de l’UE, IEA PVPS 2015 pour les autres.
Tabl. n° 2Les dix premiers marchés mondiaux du solaire photovoltaïque en 2014* (en MWc)
Chine 10 600
Japon 9 700
États-Unis 6 201
Royaume-Uni 2 448
Allemagne 1 899
France 975
Australie 910
Corée du Sud 909
Afrique du Sud 800
Inde 616
Données susceptibles d’être consolidées. * Estimation. Source : EurObserv’ER 2015 pour les pays de l’Union européenne, IEA PVPS 2015 pour les autres pays.
avancée par les responsables politiques
de ces pays est la volonté de mieux maîtri-
ser l’augmentation du prix de l’électricité
et de faciliter l’intégration des énergies
renouvelables dans leur mix électrique.
Un autre élément, propre au marché
européen de l’énergie, explique égale-
ment ce ralentissement. La crise écono-
mique, consécutive à la crise financière
de 2008, s’est traduite par une baisse de
la demande européenne en électricité et
par un déséquilibre du marché de l’élec-
tricité. En effet, selon Eurostat, la produc-
tion d’électricité de l’Union européenne
(UE 28) est passée de 3 387 TWh en 2008
à 3 261 TWh en 2013, soit une baisse de
126 TWh en l’espace de six ans. Dans le
même temps, la production d’électricité
renouvelable (normalisée pour l’hydrau-
lique et l’éolien) a augmenté de 573 TWh à
823 TWh, soit un gain de 250 TWh. Dans le
total renouvelable, la production d’élec-
tricité photovoltaïque est celle qui a aug-
menté le plus rapidement : elle a été mul-
tipliée par plus de 10, passant de 7,4 TWh
en 2008 à 80,9 TWh en 2013. Selon EurOb-
serv’ER, elle a même atteint 91,3 TWh en
2014, soit une croissance de 12,9 % par
rapport à 2013 (tableau 5). Cette forte
poussée des énergies renouvelables,
associée à la baisse de production de
l’électricité conventionnelle, a posé d’im-
portants problèmes économiques aux
opérateurs énergétiques, qui ont vu la
rentabilité de leurs moyens de produc-
tion conventionnels (fossile et nucléaire)
diminuer. La pression de ces acteurs sur
les décideurs politiques est aujourd’hui
très forte afin de limiter la croissance de
nouvelles capacités de production éner-
gies renouvelables, a fortiori lorsqu’elles
sont aussi décentralisées que du pho-
tovoltaïque pour l’autoconsommation.
Pour eux, la question est bien de retar-
der ce développement afin d’amortir au
maximum les investissements passés et
de protéger le plus longtemps possible le
système actuel de distribution.
L’autoconsommation sans contrepar-
tie financière de type péage d’accès
au réseau ou taxe de raccordement au
réseau de distribution inquiète égale-
ment les réseaux de distribution, car
ceux-ci se rémunèrent sur l’électricité dis-
tribuée pour assurer la maintenance de
leurs infrastructures. Là aussi, un déve-
loppement important de l’autoconsom-
mation photovoltaïque est susceptible
de renchérir le coût de distribution de
l’électricité provenant du réseau, renfor-
çant l’avantage compétitif de l’électricité
autoconsommée.
Cette pression semble porter ses fruits.
De plus en plus de pays mettent ou envi-
sagent de mettre en place des taxes sur
l’autoconsommation. Plusieurs ont déjà
été votées en Allemagne et en Italie. Aux
Pays-Bas, un récent changement de la
structure tarifaire des coûts de distribu-
tion de l’électricité va également amoin-
drir l’intérêt de l’autoconsommation.
Alors que dans le précédent système de
“net metering”, le coût d’accès au réseau
était fonction de la quantité d’électri-
cité consommée sur celui-ci (moins le
consommateur se fournissait sur le
réseau en autoconsommant sa propre
électricité, moins il était taxé), le système
a basculé vers un système de forfait fixe.
Le consommateur paie le même mon-
tant pour accéder au réseau, quelle que
soit la quantité d’électricité qu’il auto-
consomme, limitant de fait l’intérêt de
consommer sa propre électricité.
En Espagne, face à la contestation popu-
laire, le gouvernement a pour l’instant
renoncé à signer les décrets d’application
prévoyant la mise en place d’une taxe
“punitive” de type péage sur la produc-
tion d’électricité solaire autoconsom-
mée. Mais cette menace d’instauration
de taxes, véritable épée de Damoclès,
constitue en elle-même un frein à l’auto-
consommation. Un investisseur poten-
tiel, particulier ou chef d’entreprise, peut
craindre en effet qu’un système financé
sans ta xes puisse être ta xé dans un
second temps, remettant alors en cause
les économies escomptées. Sans ligne
politique claire sur ce marché, l’autocon-
sommation ne pourra pas devenir un vec-
teur de croissance important du marché
solaire.
actuaLité des principaux pays
Le Royaume-Uni, premier marché européen en 2014Le Royaume-Uni est devenu en 2014, et
pour la première fois de son histoire,
le premier marché européen du solaire
photovoltaïque. Selon les statistiques
fournies fin février 2015 par le Dépar-
tement de l’énergie et du changement
climatique (DECC), le pays a connecté au
réseau pas moins de 2 248 MW en 2014,
portant la puissance photovoltaïque à
5 230 MW.
Le DECC précise que 55 % de la puissance
solaire déployée dans le pays fin 2014
a été financée par le système de tarif
d’achat et que 36 % l’a été par le sys-
tème des Renewable Obligation (RO), soit
1 843 MW fin 2014.
Le DECC a également confirmé qu’il met-
trait définitivement fin au système des
RO le 1er avril 2015, deux ans avant la
date d’échéance initialement prévue.
Une décision jugée dommageable par
les acteurs de la filière, car, contraire-
ment au système des RO, le système
des contrats de différence (CfD) ne s’ap-
plique qu’aux centrales de plus de 5 MW.
Ce système des CfD se met progressi-
vement en marche. Un premier round
d’allocation des contrats de différence
a été lancé le 16 octobre 2014. Le prix
d’exercice pour le photovoltaïque a été
fixé à 120 £/MWh (165 €/MWh) pour les
années fiscales 2014/2015 et 2015/2016,
et sera réduit à 115 £/MWh en 2016/2017,
puis à 110 £/MWh en 2017/2018 et à 100 £/
MWh en 2018/2019.
Pour les centrales jusqu’à 5 MW, le tarif
d’achat, applicable sur 20 ans, conti-
nuera d’être en vigueur. Le système est
un peu compliqué, car il dépend à la fois
de la puissance de la centrale (sept seg-
ments de puissance pour les systèmes
en toiture jusqu’à 250 kWc, un autre pour
les centrales supérieures à 250 kWc),
auquel s’ajoute une modulation sup-
plémentaire de niveau. On distingue en
effet trois niveaux – “higher”, “middle”
et “lower rate” – selon l’efficacité éner-
gétique du bâtiment ou selon que le
système est installé sur un immeuble
d’habitation. Le plus haut tarif (“higher
rate”) est réservé aux bâtiments dis-
posants d’une efficacité énergétique
au moins égale au niveau D. Le tarif le
plus bas (“lower rate”) est réservé aux
bâtiment s qui ne respectent pa s le
niveau D de l’efficacité énergétique et
aux centrales de plus de 250 kW. Un tarif
intermédiaire (“middle rate”), qui est
10 % moins élevé que le plus haut tarif,
est spécialement dédié aux immeubles
multihabitation. Le taux de dégressivité
est trimestriel et basé selon le niveau
d’installation du trimestre précédant.
Pour ce faire, le législateur a défini 5
“corridors d’installation” (low corridor,
default corridor, high 1 corridor, high
2 corridor et high 3 corridor) correspon-
dant à 5 taux différents de dégressivité
(0 %, 3,5 %, 7 %, 14 % et 28 %), chacun de
ces corridors étant défini pour trois seg-
ments de puissance distincts (<= 10 kW,
>10 kW <= 50 kW et > 50 kW). Suivant ces
règles, le tarif d’achat applicable pour la
date du 1er avril 2015 jusqu’au 30 juin 2015
est de 13,39 pence/kWh (de l’ordre de
18,2 c€) pour les centrales jusqu’à 4 kWc
installées dans un bâtiment neuf et
descendait jusqu’à 6,16 pence/kWh (de
l’ordre de 8,4 c€/kWh) pour les centrales
installées sur un bâtiment énergivore ou
de puissance supérieure à 250 kWc (plus
de précisions sur www.fitariffs.co.uk).
L’objectif du gouvernement britannique
reste ambitieux et vise à installer 22 GW
d’ici à 2020, soit quatre fois la puissance
cumulée fin 2014.
Un marché allemand sous les 2 GWL’Allemagne n’assure plus le leadership
européen du marché photovoltaïque.
Selon l’AGEE-Stat, le groupe de travail des
statistiques énergies renouvelables du
ministère allemand de l’Environnement,
le pays n’aurait connecté que 1 899 MWc
en 2014 contre 3 305 MW en 2013. Le mar-
ché allemand qui s’était maintenu au-
delà des 7 GW en 2010 (7 318 MW), 2011
(7 485 MW), 2012 (7 604 MW) continue donc
de décélérer en accord avec la nouvelle
politique du gouvernement allemand.
L’objectif prioritaire de ce dernier est
aujourd’hui de mieux contrôler les aug-
mentations du prix de l’électricité. Une
nouvelle politique, qui s’est traduite pour
la première fois depuis son instauration
en 2000 par la diminution de la redevance
ab
b
le groupe helvético-suédois aBB fabrique des robots pouvant être utilisés en “salle blanche”, pour la production de films extrafins, ou d’autres pour la manutention de wafers ou de cellules solaires.
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
(la EEG Umlage), qui finance le dévelop-
pement des énergies renouvelables en
Allemagne. Cette dernière est passée à
6,17 c€/kWh en 2015 à 6,24 c€/kWh en
2014. L’an dernier, un ménage allemand
ayant une consommation annuelle de
3 500 kWh aura donc payé un peu moins
de 220 euros pour financer l’expansion de
l’électricité renouvelable de son pays (voir
graphique 1). En contrepartie, selon les
données de l’AGEE-Stat, cet effort finan-
cier aura permis d’augmenter la part des
énergies renouvelables dans la demande
électricité de 6,2 % en 2000 à 27,8 % en
2014. Dans le même temps, la production
d’électricité photovoltaïque est passée
de 60 GWh en 2000 à 34 930 GWh en 2014, et
représente désormais 21,7 % de la produc-
tion d’électricité renouvelable du pays
(estimée à 160,6 TWh).
La nouvelle loi EEG, applicable depuis
le 1er août 2014, a apporté beaucoup de
changements dans le système d’incita-
tion allemand. Depuis cette date, seules
les petites installations d’une puissance
installée inférieure ou égale à 500 kW
sont encore éligibles au système de tarif
d’achat garanti. À partir du 1er janvier
2016, ils ne concerneront plus que les ins-
tallations d’une puissance installée infé-
rieure ou égale à 100 kW. La dégressivité
des tarifs d’achats devient mensuelle et
s’adapte tous les trois mois en fonction
des niveaux d’installation. Lorsque la
puissance installée est comprise dans
le corridor cible, fixé pour le photovol-
taïque entre 2 400 et 2 600 MW par an, la
dégressivité mensuelle est de 0,5 %. Si le
rythme d’installation dépasse celui de
l’objectif cible, la dégressivité peut être
portée de 1 à 2,8 %. Si l’objectif cible n’est
pas atteint, la dégressivité peut varier
de 0,25 % à 0 %. Il n’y a que dans le cas où
la puissance installée est inférieure de
1 400 MWc à l’objectif cible, que le tarif
d’achat est réévalué, et ce à hauteur de
1,5 %. Suivant cette règle, sur les trois
premiers mois de l’année 2015, le taux de
dégressivité mensuelle du tarif d’achat a
été de 0,25 %, ce qui indique des résultats
en deçà de l’objectif cible au premier
trimestre de l’année. Ainsi, au 1er mars
2015, le tarif d’achat était compris entre
8,65 c€/kWh pour les petites centrales au
sol (inférieur ou égal à 500 kW) à 12,5 c€/
kWh pour les systèmes en toiture infé-
rieurs à 10 kWc.
Par ailleurs, le système de vente directe
sur le marché plus prime de marché, qui
était jusqu’alors optionnel (et ce depuis
le 1er janvier 2012), devient obligatoire.
Dans le système de vente directe, au
prix de l’électricité sur le marché EPEX
Spot s’ajoute une prime qui compense
le “manque à gagner” du producteur.
Le montant de la prime correspond à la
différence entre le prix moyen mensuel
de l’électricité sur le marché et un tarif
d’achat référence défini par la loi EEG. La
prime de marché inclut également une
prime de gestion (fixé à 0,4 c€/kWh pour
le photovoltaïque), qui correspond à une
compensation des risques et coûts liés à
la vente directe.
Au 1er janvier 2017, au plus tard, le niveau
de soutien aux énergies renouvelables
sera défini dans le cadre d’appel d’offres.
Un premier appel d’offres pilote pour une
capacité installée de 150 MW pour les
centrales terrestres a été lancé en mars
2015. Un appel d’offres pilote pour une
puissance installée de 150 MWc destiné
aux centrales terrestres a été lancé en
mars 2015, et s’est achevé en avril 2015.
170 offres ont été présentées ce qui de
toute évidence dépasse largement les
150 MWc prévus. L’Agence fédérale pour
le réseau va maintenant vérifier l’admis-
sibilité et annoncer le prochain appel
d’offres pour le mois d’août 2015. Pour
2016, les appels d’offres seront réduits à
400 MW et diminueront encore à 300 MW
d’ici 2017.
Autre point spécifique au marché, la très
grande majorité des producteurs de sys-
tèmes photovoltaïques de puissance
inférieure au mégawatt autoconsomme
une partie de leur production. Le coût
de l’électricité autoconsommée étant
en Allemagne bien inférieur au prix de
l’électricité achetée sur le réseau. En
2013, selon des données publiées par
R2B energy consulting, la part des ins-
tallations autoconsommant une partie
de leur production était en constante
augmentation. Elle aurait atteint près
de 95 % pour les centrales de moins de
10 kWc, 85 % pour les systèmes de 10 à
40 kWc, 70 % pour les installations de
40 kWc jusqu’à 1 MWc, puis ce chiffre
tombe à 2 % pour les centrales de plus
de 1 MWc. Le pourcentage moyen d’au-
toconsommation par installation est
relativement stable depuis 2011. Il est,
en 2013, de l’ordre de 27 % pour les ins-
tallations jusqu’à 40 kWc. Il monte à 38 %
pour les installations de 40 kWc jusqu’à
Graph. n° 1Puissance photovoltaïque par habitant des différents pays de l’Union européenne en 2014 (Wc/hab.)
Allemagne
Italie
Belgique
Grèce
Luxembourg
Rép. tchèque
Bulgarie
Malte
Slovénie
Slovaquie
Danemark
Espagne
Autriche
France*
Royaume-Uni
Chypre
Pays-Bas
Roumanie
Portugal
Lituanie
Suède
Croatie
Hongrie
Finlande
Lettonie
Pologne
Irlande
Estonie
Union européenne
474,1
303,5
277,2
236,8
200,1
196,1
140,8
127,5
124,2
109,0
106,9
102,9
90,6
87,6
81,3
75,5
65,4
64,8
40,2
23,1
8,2
8,1
3,9
1,9
0,6
0,8
0,2
0,1
171,5
* DOM non inclus. Source : EurObserv’ER 2015.
Tabl. n° 3Puissance photovoltaïque installée et connectée dans l’Union européenne durant les années 2013 et 2014* (en MWc)
2013 2014
Réseau Hors réseau Total Réseau Hors réseau Total
Royaume-Uni 1 033,0 0,0 1 033,0 2 448,0 0,0 2 448,0
Allemagne 3 304,0 5,0 3 309,0 1 899,0 0,0 1 899,0
France** 672,0 0,0 672,0 974,9 0,1 975,0
Italie 1 363,5 1,0 1 364,5 384,0 1,0 385,0
Pays-Bas 374,0 0,0 374,0 361,0 0,0 361,0
Roumanie 972,7 0,0 972,7 270,5 0,0 270,5
Autriche 208,8 0,0 208,8 140,0 0,0 140,0
Portugal 57,0 0,5 57,5 115,0 1,2 116,2
Belgique 458,9 0,0 459,0 65,2 0,0 65,2
Suède 18,0 1,1 19,1 35,1 1,1 36,2
Chypre 17,5 0,1 17,6 29,7 0,2 30,0
Danemark 169,0 0,2 169,2 29,0 0,1 29,1
Malte 9,5 0,0 9,5 26,0 0,0 26,0
Espagne 119,7 0,5 120,3 21,0 0,3 21,3
Pologne 0,4 0,2 0,6 19,7 0,5 20,2
Grèce 1 042,5 0,0 1 042,5 16,9 0,0 16,9
Luxembourg 21,0 0,0 21,0 15,0 0,0 15,0
Croatie 15,5 0,5 16,0 14,0 0,2 14,2
Slovénie 26,7 0,0 26,7 7,7 0,0 7,7
Hongrie 22,5 0,1 22,6 3,2 0,1 3,3
Slovaquie 45,0 0,0 45,0 2,0 0,0 2,0
Bulgarie 104,4 0,0 104,4 1,3 0,0 1,3
Irlande 0,0 0,1 0,1 0,0 0,0 0,1
Rép. tchèque 41,5 0,0 41,5 0,0 0,0 0,0
Estonie 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Finlande 0,0 1,0 1,0 0,0 0,0 0,0
Lettonie 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Lituanie 61,9 0,0 61,9 0,0 0,0 0,0
Union européenne 10 159,1 10,3 10 169,5 6 878,4 4,9 6 883,3
*Estimation. **DOM non inclus. Source : EurObserv’ER 2015.
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
1 MWc et atteint 20 % pour les centrales
de plus de 1 MWc.
1,2 % d’électricité solaire en FranceEn France, si l’on tient compte de l’indi-
cateur incluant les contrats d’obligation
d’achat (et pas l’indicateur incluant les
raccordements), la puissance installée
en métropole (DOM non inclus) devrait
se situer selon EurObserv’ER aux alen-
tours de 5 600 MW à la fin de 2014, contre
4 625 MW en 2013, soit une puissance
connectée légèrement inférieure au
gigawatt. Cette reprise de la croissance
du marché fait suite à deux années de
baisse de la puissance raccordée en 2012
et 2013, années consécutives à la mise en
place du moratoire en décembre 2010.
Le niveau d’installation de l’année 2014
reste toutefois inférieur à celui de 2011
(+ 1 773 MW) et de 2012 (+1 150 MW). Sur le
plan de la production, le solaire photovol-
taïque représente désormais 1,2 % de la
production nationale (0,9 % en 2013), soit
5,5 TWh produits en 2014.
En France, pour les petites installa-
tions, le tarif d’achat reste le principal
outil d’incitation. Il est indexé tous les
trimestres en fonction du volume des
demandes de raccordement au cours du
Tabl. n° 4Puissance photovoltaïque connectée et cumulée dans les pays de l’Union européenne en 2013 et 2014 (en MWc)
2013 2014
Réseau Hors réseau Total Réseau Hors réseau Total
Allemagne 36 337,0 65,0 36 402,0 38 236,0 65,0 38 301,0
Italie 18 053,0 12,0 18 065,0 18 437,0 13,0 18 450,0
France* 4 614,3 10,7 4 625,0 5 589,2 10,8 5 600,0
Royaume-Uni 2 780,0 2,3 2 782,3 5 228,0 2,3 5 230,3
Espagne 4 740,8 25,2 4 766,0 4 761,8 25,5 4 787,3
Belgique 3 039,9 0,1 3 040,0 3 105,2 0,1 3 105,3
Grèce 2 578,8 7,0 2 585,8 2 595,8 7,0 2 602,8
Rép. tchèque 2 063,5 0,4 2 063,9 2 060,6 0,4 2 061,0
Roumanie 1 022,0 0,0 1 022,0 1 292,6 0,0 1 292,6
Pays-Bas 734,0 5,0 739,0 1 095,0 5,0 1 100,0
Bulgarie 1 018,5 0,7 1 019,2 1 019,7 0,7 1 020,4
Autriche 626,0 4,5 630,5 766,0 4,5 770,5
Danemark 571,0 1,4 572,4 600,0 1,5 601,5
Slovaquie 588,0 0,1 588,1 590,0 0,1 590,1
Portugal 299,0 3,8 302,8 414,0 5,0 419,0
Slovénie 248,1 0,1 248,2 255,9 0,1 256,0
Luxembourg 95,0 0,0 95,0 110,0 0,0 110,0
Suède 34,8 8,4 43,2 69,9 9,5 79,4
Lituanie 68,0 0,1 68,1 68,0 0,1 68,1
Chypre 33,9 0,9 34,8 63,6 1,1 64,8
Malte 28,2 0,0 28,2 54,2 0,0 54,2
Hongrie 34,3 0,6 34,9 37,5 0,7 38,2
Croatie 19,5 0,5 20,0 33,5 0,7 34,2
Pologne 1,8 2,4 4,2 21,5 2,9 24,4
Finlande 0,2 10,0 10,2 0,2 10,0 10,2
Lettonie 1,5 0,0 1,5 1,5 0,0 1,5
Irlande 0,2 0,9 1,0 0,2 0,9 1,1
Estonie 0,0 0,1 0,2 0,0 0,1 0,2
Union européenne 79 631,3 162,2 79 793,5 86 506,8 167,1 86 673,9
*DOM non inclus. Source : EurObserv’ER 2015.
Note : Selon le ministère tchèque de l’Industrie et du Commerce, la République tchèque a mis hors service 2,9 MW de puissance solaire en 2014.
trimestre précédent. Le tarif est égale-
ment fonction du degré d’intégration des
panneaux photovoltaïques dans le bâti
et de la puissance de l’installation. Entre
le 1er janvier 2015 et le 31 mars 2015, il était
de 26,55 c€/kWh pour les installations de
puissance comprises entre 0 et 9 kWc
pour l’intégration au bâti. Pour les sys-
tèmes en intégration simplifiée au bâti, il
était de 13,47 c€/kWh, entre 0 et 36 kWc,
et de 12,79 c€/kWh pour les systèmes
compris entre 36 et 100 kWc. Au-delà des
100 kWc, le système de soutien passe par
des appels d’offres, le tarif d’achat étant
trop bas (0,0662 €/kWh). Le dispositif de
soutien pour les installations photovol-
taïques sur très grandes toitures au-delà
de 250 kWc (plus de 2 500 m2 de panneaux)
et pour les centrales au sol repose sur
des appels d’offres ordinaires. Ce méca-
nisme consiste à répondre à un cahier
des charges standard, élaboré avec les
acteurs de la filière et prévoyant notam-
ment des exigences environnementales
et industrielles renforcées. Le dernier et
troisième appel d’offres de ce type a été
lancé en novembre 2014 et portait sur
l’installation de 400 MW (150 MW d’instal-
lations sur bâtiments, 200 MW pour des
installations au sol et 50 MW portant sur
des ombrières de parking). La date limite
de dépôt a été fixée au 1er juin 2015. Pour
les installations dont la puissance est
comprise entre 100 et 250 kWc, la pro-
cédure d’appel d’offres est simplifiée,
ce qui permet de garantir une réponse
plus rapide aux porteurs de projet, et de
prévenir tout phénomène spéculatif sur
le segment concerné. Un troisième appel
d’offres de ce type a été lancé en mars
2015. Il porte sur une capacité de 120 MW,
répartie sur trois périodes successives de
candidature d’une puissance de 40 MW
chacune et d’une durée de 4 mois. La
date de dépôt des offres de la première
période a été fixée au 21 septembre 2015.
Pour les acteurs de la filière, ces appels
d’offres sont importants, mais insuf-
fisants pour redonner une dynamique
de développement pérenne à la filière.
Arnaud Mine, le président de SER-Soler (la
branche solaire du Syndicat des énergies
renouvelables) reste très critique vis-à-
vis de l’utilisation qui est actuellement
faite des procédures d’appel d’offres.
Interviewé par le magazine Plein Soleil
en février dernier, il donnait son senti-
ment sur le sujet : « Nous vivons avec les
appels d’offres un moratoire qui ne dit
pas son nom. Les appels d’offres grandes
puissances sortent de-ci, de-là, sans
programmation et sans vision de moyen
terme, avec des volumes insuffisants et
des retards multiples ».
Baisse rétroactive des tarifs en ItalieSelon les données provisoires du GSE
(Service de gestion de l’énergie), l’Italie
aurait en 2014 installé 385 MW, portant
la puissance cumulée du parc photovol-
taïque italien à 18 450 MW. Le marché,
qui avait atteint un pic d’installation en
2011 avec 9 303 MW, n’a depuis cessé de
décélérer. Il avait atteint 3 017 MW en
2012, et 1 365 MW en 2013. La diminution
drastique du marché italien s’explique
par le fait que la limite de financement
du dernier programme Conto Energia a
été atteinte et que depuis lors, les inves-
tisseurs ne peuvent plus prétendre à
aucune incitation à la production. Cette
Tabl. n° 5Production d’électricité d’origine photovoltaïque dans les pays de l’Union européenne en 2013 et 2014* (en GWh)
2013 2014
Allemagne 31 010,0 34 930,0
Italie 21 588,6 23 299,0
Espagne 8 297,0 8 211,0
France 4 660,6 5 500,0
Royaume-Uni 2 035,6 3 931,0
Grèce 3 648,0 3 856,0
Belgique 2 640,0 2 768,0
Rép. tchèque 2 032,6 2 121,7
Roumanie 420,0 1 355,2
Bulgarie 1 361,0 1 244,5
Pays-Bas 516,0 800,0
Autriche 582,2 766,0
Portugal 479,0 631,0
Slovaquie 588,0 590,0
Danemark 517,5 557,0
Slovénie 219,5 244,6
Luxembourg 74,0 120,0
Chypre 56,0 104,0
Lituanie 45,0 73,0
Suède 35,0 71,5
Malte 31,0 57,8
Croatie 11,3 35,3
Hongrie 25,0 26,8
Pologne 4,0 19,2
Finlande 5,9 5,9
Irlande 0,7 0,7
Estonie 0,6 0,6
Lettonie 0,0 0,0
Union européenne 80 884,0 91 319,7
*Estimation. **DOM non inclus. Source : EurObserv’ER 2015.
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
limite, qui correspond au montant maxi-
mum pouvant être distribué chaque
année depuis le début du programme
en 2005, avait été fixée, lors du Ve Conto
Energia, à 6,7 milliards d’euros. Au final,
d’après les données finales du tableau
de bord du GSE (le Contatore Fotovol-
taico), les cinq programmes successifs du
Conto Energia auront permis d’assurer
le financement de 531 542 installations
représentant une puissance cumulée
de 18 216,6 MW. Il est cependant difficile
de parler de succès en ce qui concerne
le programme it alien, car le pays a
financé au prix fort le développement
de sa filière. En effet, si on rapporte la
production d’électricité de l’année 2014
(23,3 TWh selon les données provisoires
de Terna) au coût annuel du programme,
chaque kilowattheure successif d’élec-
tricité solaire aura été financé à hauteur
de 28,8 c€. Ce chiffre peut sembler élevé
quand le coût de production du kilowat-
theure terrestre d’une centrale dans le
sud du pays est aujourd’hui inférieur à
10 c€/kWh, sachant que le programme
Conto Energia a principalement bénéfi-
cié aux centrales de forte puissance.
Afin de diminuer le coût de ce programme,
le gouvernement italien a décidé l’été
dernier de réduire les tarifs d’achat de
manière rétroactive, et ce à partir du
1er janvier 2015. La nouvelle loi prévoit
que les propriétaires de systèmes de plus
de 200 kW, disposant d’un tarif d’achat
garanti de 20 ans via le mécanisme du
Conto Energia, choisissent entre trois
solutions. La première est une réduction
immédiate des tarifs comprise entre 5
et 9 % (plus grand est le système, plus
la baisse est importante). La deuxième
solution est un prolongement de la
période de garantie du tarif d’achat de
20 à 24 ans, en échange d’une réduction
du tarif de 17 à 25 %. Le dernier choix
consiste en un rééchelonnage avec une
période initiale où le tarif est réduit et
une seconde où il est augmenté. Selon le
gouvernement, cette baisse rétroactive
des tarifs ne touchera que 6 % des pro-
priétaires de centrales, qui reçoivent au
total près de 60 % des subventions à la
production. Il estime que la loi permettra
une économie pour les consommateurs
d’électricité italiens de l’ordre de 1,5 mil-
liard d’euros en 2015. Parallèlement, la
loi a également instauré une taxe de 5 %
sur la production d’électricité autocon-
sommée. L’Italie est le pays qui accorde
la plus grande place à l’électricité solaire
dans son mix électrique, avec une part
estimée à 7,5 % en 2014.
l’industrie photovoltaïque de plus en plus puissante
La montée en puissance du marché mon-
dial du photovoltaïque en 2014 s’est logi-
quement traduite par une augmentation
sensible de la production de cellules et
de modules par les leaders mondiaux.
Dans le nouveau classement mondial,
les acteurs chinois continuent d’occuper
les places d’honneur en trustant, selon
EurObserv’ER, les six premières places
(tableau 6). Parmi les dix premiers fabri-
cants de modules, on compte également
un acteur japonais (Sharp Corporation),
un Taiwanais (Motech) et deux acteurs
américains (First Solar et SunPower).
La situation financière des principaux
industriels s’est améliorée en 2014, en
lien avec une demande importante liée à
l’expansion du marché mondial et à une
réduction du rythme de la baisse du prix
des modules. La réduction des coûts de
production des modules devenant supé-
rieure à la baisse des prix des modules
sur le marché, certains acteurs indus-
triels ont pu gagner en profitabilité.
Tabl. n° 6Principaux fabricants de modules photovoltaïques en 2014
Entreprises Technologies PaysLocalisation des
lignes de production
Livraison de modules
en 2014 (MWc)
Trina Solar Wafers, cellules mono et polycristallines, modules Chine Chine 3 660
Yingli Green
EnergyWafers, cellules mono et polycristallines, modules Chine Chine 3 361
Canadian SolarLingots, wafers, cellules, modules,
systèmes photovoltaïquesCanada, Chine Canada, Chine 3 105
Jinko SolarLingots, wafers, cellules, panneaux
photovoltaïques mono et polycristallinsChine Chine 2 944
JA Solar Modules de silicium mono et polycristallin Chine Chine 2 407
RenesolaWafers, modules de silicium polycristallin,
micro-onduleursChine
Pologne, Afrique du Sud, Inde,
Malaisie, Corée du Sud, Turquie, Japon
1 970
Sharp CorporationMono et polycristallin, couches minces
(silicium amorphe et polycristallin)Japon Japon, États-Unis 1 900
MotechCellules mono et polycristallines, modules
et onduleursTaïwan
Taïwan, Chine, Japon, États-Unis 1 632
First Solar Modules en couches minces (CdTe) États-Unis Malaisie, États-Unis 1 500
SunPower Cellules mono et polycristallines, modules États-Unis États-Unis, Philippines 1 254
Source : EurObserv’ER 2015 (d’après rapports financiers).
N400 km
N 400 km
Estonie n° 280,2
Roumanie n° 91 292,6270,5
Hongrie n° 2238,23,3
Croatie n° 2334,214,2
Finlande n° 2510,2
Suède n° 1879,436,2
Bulgarie n° 111 020,41,3
Grèce n° 72 602,8
16,9
Italie n° 218 450,0
385,0
France* n° 35 600,0
975,0
Royaume-Uni n° 45 230,32 448,0
Espagne n° 54 787,3
21,3
Autriche n° 12770,5140,0
Luxembourg n° 17110,0
15,0
3 105,365,2
Belgique n° 6 TOTAL UE86 673,9
6 883,3
Irlande n° 271,1 Lettonie n° 26
1,5
Allemagne n° 138 301,0
1 899,0
64,830,0
Chypre n° 20
256,07,7
Slovénie n° 16
Portugal n° 15419,0116,2
Pays-Bas n° 101 100,0
361,0
Danemark n° 13601,5
29,1
Malte n° 2154,226,0
Lituanie n° 1968,1
Pologne n° 2424,420,2
Rep. tchèque n° 82 061,0
0,1
Slovaquie n° 14590,12,0
Légende
Puissance photovoltaïque connectée et cumulée dans l’Union européenne en 2014 (en MWc)
Puissance photovoltaïque cumulée dans les pays de l’Union européenne fin 2014* (en MWc).
Puissance photovoltaïque connectée dans les pays de l’Union européenne durant l’année 2014* (en MWc).
86 673,9 6 883,3
* DOM inclus pour la France. Source : EurObserv’ER 2015.
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
Autre tendance qui se confirme, afin de
diversifier leurs sources de rémunéra-
tion, de plus en plus de fabricants ne se
contentent plus de livrer des modules,
mais se tournent vers le développement
de projets, que ce soit pour des tiers via
des contrats EPC (engineering, procu-
rement and construction – ingénierie,
approvisionnement et construction)
ou pour leur propre compte. Enfin, cer-
tains acteurs phares s’intéressent aux
innovations dans l’ingénierie financière,
notamment via la création de “véhi-
cules” financiers, de type “ Yieldco”
comme nouveau vecteur de croissance
de leur activité et de monétisation de
leurs actifs. Une Yieldco est une société
cotée en bourse, dont les parts sont
échangées sur les marchés. Les divi-
dendes sont issus du revenu généré par
le portefeuille d’actifs, constitué de cen-
trales photovoltaïques en opération.
L’intérêt de ce type d’investissement
est qu’il supprime le risque inhérent au
développement des projets de centrales.
Autre innovation financière, le leasing,
dans lequel SunPower s’était déjà lancé
en 2014 en créant un fonds d’investis-
sement de 250 millions de dollars. Le
principe de ce système est de louer une
installation photovoltaïque (leasing) à
des propriétaires individuels pour un
prix inférieur à leur facture d’électricité
classique. Les particuliers peuvent alors
bénéficier immédiatement de l’énergie
solaire sans avoir à supporter le coût de
l’investissement initial. Le leasing, ainsi
que d’autres formes de financement par
des tiers, est devenu la principale forme
de développement du photovoltaïque
dans le secteur résidentiel aux États-
Unis.
trina soLar, nouveau numéro un mondiaL
En 2014, c’est le fabricant chinois Trina
Solar qui s’est arrogé le titre de premier
fabricant mondial de modules. Selon son
rapport financier annuel 2014, Trina Solar
aurait livré l’an dernier approximative-
ment 3,66 GW de modules (3,34 GW com-
mercialisés sur le marché et 324 MW de
projets internes à la société). Le fabricant
a ainsi augmenté ses livraisons en 2014
de 41,9 %, comparé aux 2,58 GW livrés en
2013. Le chiffre d’affaires net a logique-
ment augmenté de 28,8 % par rapport
à 2013 pour atteindre 2,29 milliards de
dollars. Selon l’industriel, cette augmen-
tation marquée est à mettre en relation
avec la forte demande sur les marchés
chinois, du Japon et des États-Unis, sur
lesquels Trina Solar est particulièrement
bien positionné.
Point important, ces bons résultats ont
permis à Trina Solar de renouer avec la
profitabilité. Selon son rapport financier
de 2014, le profit net est redevenu positif
avec 61,3 millions de dollars, en comparai-
son avec une perte nette de 72,2 millions
de dollars en 2013. Trina Solar reste très
optimiste pour l’avenir et estime être en
mesure de continuer à accroître ses gains
trimestre après trimestre. Ce retour à la
profitabilité s’explique, selon Trina Solar,
par sa capacité à atténuer la tendance à
la baisse des prix de vente moyens des
modules sans compromettre la qualité de
sa production. L’industriel prévoit égale-
ment de développer son portefeuille de
projets hors de Chine, au Royaume-Uni et
au Japon notamment.
yingLy sur La voie du redressement
La situation de Yingly Solar, qui assurait
le leadership mondial en 2012 et 2013,
est un peu moins favorable. La compa-
gnie chinoise, qui se voit de peu voler la
première place, estime cependant avoir
consolidé son volume d’activité. Dans
son rapport financier 2014, l’industriel
a annoncé avoir livré 3 361,3 MW en 2014
(incluant 260,3 MW de projets propres),
soit à peine plus qu’en 2013 (3 234,3 MW).
Le chiffre d’affaires net est en légère
diminution et passe de 13 418,1 millions
de yuans en 2013 (2 162 millions de dol-
lars) à 12 927,4 millions de yuans en 2014
(2 083,5 millions de dollars). La baisse du
chiffre d’affaires s’explique, selon Yingly,
par une diminution du prix de vente des
modules. Contrairement à Trina Solar,
Yingly n’est pas encore parvenu à renouer
avec la profitabilité en 2014. L’industriel
a annoncé une perte nette de 1 299,8 mil-
lions de yuans en 2014 (209,5 millions
de dollar s) contre une per te net te
de 1 944, 4 millions de yuans en 2013
(313,4 millions de dollars). Pour 2015, le
président chinois reste confiant sur les
perspectives de croissance du marché
mondial, spécialement après l’annonce
de son gouvernement en mars de fixer
imec
traitement des cellules solaires organiques à l’Institut de microélectronique et composants (Imec) à louvain, en Belgique.
un objectif d’installation de 17,8 GW pour
l’année en cours. L’industriel s’attend à
une augmentation de ses livraisons cette
année avec un volume compris entre 3,6
et 3,9 GW (incluant la livraison de 400 à
600 MW pour ses propres projets).
La profitabiLité de canadian soLar en hausse
Selon notre classement, le sinocanadien
Canadian Solar devrait se maintenir en
2014 sur la troisième marche du podium.
L’industriel a annoncé la livraison de
3 105 MW l’an dernier, mais précise que
seuls 2 813 MW ont été reconnus dans
son chiffre d’affaires de 2014 (contre
1,9 GW dans le revenu en 2013). Le chiffre
d’affaires net de l’entreprise est en forte
augmentation et passe de 1,65 milliard
de dollars à 2,96 milliards de dollars. La
profitabilité de l’industriel est également
en forte hausse, et passe de 31,7 millions
de dollars à 239,5 millions de dollars en
2014. Pour 2015, le fabricant s’attend éga-
lement à une augmentation de ses ventes
avec une livraison attendue comprise
entre 4 et 4,3 GW. Sur ce total, la vente
de modules à des tiers est estimée entre
3 300 et 3 500 MW, la vente de projets
(dont projets EPC) est comprise entre 235
et 275 MW, et enfin entre 460 et 490 MW de
projets seront financés en propre ou dans
le cadre d’un possible lancement d’une
Yieldco, dont les modalités sont encore
à déterminer.
En février 2015, Canadian Solar a éga-
lement annoncé qu’il avait conclu un
accord définitif avec Sharp Corporation
pour acquérir Recurrent Energy, un déve-
loppeur de projets solaires nord-améri-
cain, pour un montant de 265 millions de
dollars. Une fois terminée, cette acquisi-
tion permettra à l’industriel d’augmenter
sa réserve de projets d’investissement de
l’ordre de 4 GW, soit un chiffre d’affaires
potentiel de près de 3,2 milliards de dol-
lars. Ils s’ajouteront aux 4,5 GW de pro-
jets d’investissements déjà détenus par
Canadian Solar.
first soLar et sunpower Lancent une yieLdco en commun
First Solar est le premier industriel amé-
ricain de ce classement, avec la livraison
d’environ 1,5 GW en 2014 (la production
est, elle, évaluée à 1 846 MW en 2014). Son
rapport financier de 2014 indique que
l’entreprise a réalisé un volume de vente
un peu plus élevé qu’en 2013 (+ 2,5 %), soit
un chiffre d’affaires net de 3 392 millions
de dollars en 2014, comparé à 3 309 mil-
lions de dollars en 2013. Le profit net est
également en augmentation, et passe de
353 millions de dollars en 2013 à 396 mil-
lions en 2014. Le volume de vente a été
cependant moins important que prévu,
l’industriel prévoyait un chiffre d’affaires
compris entre 3,6 et 3,9 milliards de dol-
lars en 2014. First Solar précise égale-
ment avoir reçu en 2014 pour 2,5 GW
de nouvelles commandes, portant sa
réserve de projets cumulés à 13,5 GW. Ce
spécialiste mondial des modules au tel-
lurure de cadmium a également annoncé
en début d’année que TetraSun, sa nou-
velle unité de production de cellules et
de modules au silicium cristallin, avait
débuté sa production. L’unité, qui dispose
d’une capacité de production de 100 MW,
est déjà capable de produire des modules
avec un taux d’efficacité de 20,5 %.
SunPower, deuxième plus grand fabri-
cant de modules américain (détenu à 60 %
par le groupe français Total), spécialisé
dans les modules haut de gamme, a, lui,
annoncé avoir livré 1 254 MW officielle-
ment reconnus dans le chiffre d’affaires.
Ce dernier a dépassé les 3 milliards de
dollars en 2014 (3 027 millions de dollars)
contre 2,5 milliards de dollars en 2013
(2 507 millions de dollars). Le profit net
de l’entreprise est également en forte
augmentation, et passe de 95,6 millions
de dollars en 2013 à 245,8 millions de dol-
lars en 2014.
Ces deux fabricants américains, bien
que rivaux sur le marché mondial, ont
annoncé le 10 mars 2015 qu’ils avaient
fait les démarches légales pour créer une
société financière commune (50 % cha-
cun), de type Yieldco. Dans cette société,
nommée 8point3 Energy Partners, les
deux fabricants mettront en commun
des actifs choisis dans leurs portefeuilles
respectifs de centrales solaires. Cette
société permettra de lever des fonds
pour développer de nouveaux projets.
Le nombre d’actions et le prix public ini-
tial des actions de cette société (encore
soumise à autorisation), qui sera cotée
au Nasdaq, n’ont pas encore été détermi-
nés. La mise en place de Yieldco consti-
tuée d’actifs solaires de ce type n’est pas
Tabl. n° 7Les principaux développeurs européens de projets à grande échelle en 2014
Entreprises Pays
Capacité photovoltaïque
installée (en MWc)
Employés 2014*
Juwi AG/MVV Energie AG Allemagne 2 500 1 540
Belectric Allemagne 1 500 1 600
Abengoa * Espagne 1 223 24 750*
Enerparc Allemagne 1 200 n.c.
Saferay Allemagne 747 n.c.
EDF Énergies Nouvelles France 705 3 050
Martifer Portugal 560 3 000
Activ Solar Autriche 524 n.c.
GP Joule Allemagne 434 n.c.
Elecnor/Enerfin Espagne 250 13 000*
Les grandes entreprises de l’énergie et les principaux fabricants (tels que First Solar, Yingli ...) peuvent
aussi, grâce à leur taille et à leur capacité à mobiliser du capital, planifier, construire, détenir ou opérer des
portefeuilles conséquents de projets énergies renouvelables. Ce tableau ne représente pas un classement,
mais un aperçu des principaux développeurs de projets photovoltaïques en Europe.
* Tous les employés de la compagnie, y compris les autres activités du groupe. Source : EurObserv’ER 2015
(basé sur les données du projet Wiki-Solar et sur les informations mises à jour sur les compagnies).
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BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015 BAROMÈTRE phOTOvOlTAïquE – EUROBSERV’ER – AvRil 2015
une nouveauté aux États-Unis. En juillet
2014, le développeur américain Sun Edi-
son était parvenu à lever 600 millions de
dollars de fonds, et NextEra 450 millions
de dollars en juin 2014, de la même façon.
un marché plus stable jusqu’en 2020
Le marché photovoltaïque de l’Union
européenne est depuis trois ans à la
peine, bridé par des politiques publiques
soucieuses de reprendre le contrôle de
leur filière, et de panser les plaies “finan-
cières” liées à l’emballement du marché
au début de la décennie. La question est
de savoir quand les décideurs politiques
nationaux seront véritablement prêts
à relancer leurs filières sur des bases
plus solides, avec en toile de fond une
véritable vision de l’avenir des systèmes
énergétiques nationaux et européens.
Cette vision, c’est ce que cherche à mettre
en œuvre la Commission européenne
à travers son grand projet dévoilé le
25 février 2015 : l’Union européenne de
l’énergie. Cette “Union de l’énergie” n’est
pas sans rappeler la mise en place de la
CECA (Communauté européenne du char-
bon et de l’acier) en 1951, à une époque
où l’Europe s’est construite sur la gestion
commune du charbon. Ce nouveau projet
d’Union se veut plus durable et en phase
avec la réalité géopolitique actuelle de
l’Union européenne. Il vise en premier
lieu à réduire la dépendance énergétique
des 28 États membres, en particulier vis-
à-vis du gaz russe, les tensions géopoli-
tiques avec la Russie menaçant de plus en
plus clairement une partie des approvi-
sionnements énergétiques de l’Union. Il a
également pour objet de mettre en place
une véritable transition énergétique vers
une économie européenne à faible émis-
sion de carbone, respectueuse du climat,
en offrant une énergie la plus abordable
et compétitive possible.
Selon le communiqué de presse de la
Commission européenne, l ’Union de
l’énergie reposerait sur les principes sui-
vants. Elle implique une clause de solida-
rité, en réduisant la dépendance vis-à-vis
d’un fournisseur national unique, surtout
en cas de rupture d’approvisionnement
en énergie et une libre circulation de
l’énergie, qui suppose pour le marché de
l’électricité la mise en place d’un marché
plus interconnecté, davantage ouvert
aux énergies renouvelables. Cette libre
circulation vise notamment à remanier
les politiques de subventions de l’État
sur leur marché intérieur et éliminer les
subventions aux énergies préjudiciables
à l’environnement (notamment les sub-
ventions aux énergies fossiles). L’Union
de l’énergie donne également une prio-
rité à l’efficacité énergétique et la transi-
tion vers une société à faible intensité de
carbone dans une perspective durable.
Ce dernier point nécessite une aptitude
du réseau électrique à absorber facile-
ment et efficacement de l’énergie pro-
duite localement, notamment à partir de
sources d’énergie renouvelable.
Cette question, si elle est posée au niveau
de l’Union européenne, n’est pas encore
clairement tranchée au niveau de cer-
tains pays membres. Certains gouverne-
ments considèrent l’énergie comme un
domaine trop stratégique pour en confier
la gestion à l’exécutif communautaire.
Les gouvernements subissent également
la pression de leurs acteurs nationaux
(dont ils sont eux-mêmes le plus souvent
actionnaires), défendant leurs propres
intérêts économiques.
Une autre piste de travail qui pourrait
voir dans le jour cette Union de l’éner-
gie serait une meilleure répartition
à l’échelle européenne des investisse-
Graph. n° 2Tendance actuelle de la puissance photovoltaïque installée par rapport à la Feuille de route des Plans d’action nationaux énergies renouvelables NREAP (en GWc)
2012 2013 2014 2015 2020 2030
84,4
54,4 Feuille de route des NREAP
Tendanceactuelle
69,6 79,8 86,5 94,5
129,5
480,0
Source : EurObserv’ER 2015.
ments nationaux, visant à optimiser le
mix électrique directement à l’échelle de
l’Union européenne. Pour le solaire pho-
tovoltaïque, cela impliquerait de favori-
ser le développement dans les pays du
sud de l’Europe, là où l’électricité solaire
est la meilleure marché. Cette possibi-
lité de coopération entre États membres
existe déjà dans le cadre de la directive
actuelle sur les énergies renouvelables
(article 9), mais elle est aujourd’hui très
peu utilisée.
Au-delà des déclarations de bonnes inten-
tions de certains grands pays, la relance
du marché des énergies renouvelables
ne peut passer que par une remise en
cause concrète du système actuel, et par
la mise en œuvre de cadres juridiques
et législatifs facilitant l’intégration des
énergies renouvelables dans le mix élec-
trique. Cette intégration doit à la fois
s’effectuer au niveau local (production
locale et autoconsommation) à travers la
mise en place de réseaux intelligents, et
au niveau européen avec la mise en place
d’infrastructures permettant de faciliter
les échanges d’électricité verte avec nos
voisins. L’action ou l’inaction dans ces
domaines constituera le véritable baro-
mètre de la transition énergétique.
Force est de constater qu’en 2015, l’effet
de balancier est encore du côté des parti-
sans du ralentissement de la progression
des énergies renouvelables. En matière
de solaire photovoltaïque, l’ambition
législative principale de certains États
membres est la mise en place de mesures
rétroactives dans leur système de sou-
tien à la production visant à réduire le
prix de leur facture électrique. C’est déjà
le cas en Espagne, en Italie et dans cer-
tains pays d’Europe centrale, comme en
République tchèque, ou encore la mise
en place de taxes solaires sur l’électricité
autoconsommée. La généralisation et la
banalisation de ces mesures pourraient
entraver durablement la relance du mar-
ché européen du solaire. La fixation d’un
cadre juridique défini préalable indispen-
sable au développement de l’autocon-
sommation et la mise en place de réseau
prend étonnamment beaucoup plus de
temps.
Pour ces raisons, EurObserv’ER a une
fois de plus dû revoir à la baisse ses pro-
jections concernant la puissance pho-
tovoltaïque cumulée à 2020. Le fait que
l’Union européenne ait dépassé en 2014,
et avec six ans d’avance, les objectifs
cumulés des plans nationaux énergie
renouvelable peut sembler anecdotique
(graphique 2), tant les pays avaient sous-
estimé les potentialités de l’électricité
solaire lors de leur élaboration en 2009
et 2010.
Toutefois, selon les prévisions de crois-
sance des principaux marchés de l’Union
européenne, 2015 devrait marquer la fin
de la décroissance hémorragique du mar-
ché de l’Union européenne. Selon EurOb-
serv’ER, la croissance devrait même être
positive et se situer aux environs de 8 GW,
pour ensuite rester sur un volume d’ins-
tallation annuelle relativement stable.
Ce relai de croissance reste encore fra-
gile. Il s’appuie en grande partie sur la
dynamique du marché du Royaume-Uni,
une légère reprise du marché allemand
en lien avec les objectifs cibles du pays,
le maintien du marché français à 1 GW, et
une reprise modérée du marché italien
(également aux alentours du gigawatt),
portée par la mise en place de la nouvelle
législation encadrant l’autoconsomma-
tion et la mise en place sur le marché de
systèmes de stockage de l’électricité.
D’ici peu, un autre vecteur de croissance
pourrait faciliter la relance du marché
européen. Il s’agit de la mise en place
pour les consommateurs de nouveaux
modèles de financement(1), comme ceux
réalisés par des tiers (système de lea-
sing), qui est actuellement le principal
vecteur de développement du solaire
aux États-Unis. Ces modèles pourraient
être en partie portés par les compagnies
d’électricité, à condition qu’elles aient
fait leur deuil du passé, et fassent le choix
d’accompagner le développement de
cette transition énergétique.
EurObserv’ER met à disposition sur
www.energies-renouvelables.org
(lan gue française) et www.
eurobserver.org (lan gue anglaise)
une base de données interactive des
indicateurs du baromètre. Disponible
en cliquant sur le bandeau
“Interactive EurObserv’ER Database”,
cet outil vous permet de télécharger
les données du baromètre sous
format Excel.
Télécharger
Le prochain baromètre traitera du solaire thermique et de l’héliothermodynamique
Sources tableaux 3 et 4 : Photovoltaic Austria,
Apere (Belgique), APEE Bulgaria, Université de
Zagreb, Croatian Energy Market Operator –HROTE
(Croatie), Institut de l’Énergie de Chypre, ministère
de l’Industrie et du Commerce (République tchèque),
PA Energy Ltd et ENS (Danemark), AGEE-Stat
(Allemagne), Helapco (Grèce), Université of Miskolc
(Hongrie), GSE (Italie), NSO (Malte),
Zonnestroomnl.nl, IEO (Pologne), DGGE et EDP
(Portugal), AHK Rumaenien, ECB (Slovaquie),
JSI (Slovénie), REE (Espagne), Université d’Uppsala
(Suède), DECC (Royaume-Uni).
Ce baromètre a été réalisé par Observ’ER dans le cadre du projet “EurObserv’ER” regroupant Observ’ER (FR), ECN (NL), Institute for Renewable Energy (EC BREC I.E.O, PL), Jozef Stefan Institute (SL), Renac (DE) et Frankfurt School of Finance & Management (DE). Le contenu de cette publication n’engage que la responsabilité de son auteur et ne représente ni l’opinion de la Communauté européenne, ni celle de l’Ademe ou de la Caisse des dépôts. Ni la Commission européenne, ni l’Ademe, ni la Caisse des dépôts, ne sont responsables de l’usage qui pourrait être fait des informations qui y figurent. Cette action bénéficie du soutien financier de l’Ademe, du programme Énergie Intelligente – Europe et de la Caisse des dépôts.
(1) “PV Financing” est un projet européen qui vient
de démarrer et doit élaborer de nouveaux modèles
d’affaires dans le photovoltaïque pour aider la filière
à continuer de se développer hors tarif d’achat. Plus
d’info sur www.pv-financing.eu
